Дипломный проект


Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения



Скачать 281,47 Kb.
страница9/19
Дата16.10.2020
Размер281,47 Kb.
ТипДиплом
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   ...   19

2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения

Тип бурового раствора и его параметры определяются из условий обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (таблица 1.2) и пластовыми давлениями (таблица 1.5). При выборе растворов мы будем руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости будет произовдиться согласно регламенту по буровым растворам, который принят на данном предприятии. [10, стр. 96]



При бурении под кондуктор используется наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, получаемом из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.
Таблица 1.3 - Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

Интервал бурения, м

Наименование химреагентов и материалов

Плотность раствора, г/см3

Плотность, г/см3

Норма расхода, кг/м3

1

2

4

5

6

0-690

Глинопорошок

1,18

2,6

307,125

Сайпан

1,40

0,36

Габройл HV

1,85

0,13

ФК-2000

1,0

1,41

Вода

1,0

870,975

690-2930

Глинопорошок

1,10

2,6

187,688

Сайпан

1,40

1,32

Габройл HV

1,85

0,14

НТФ

1,18

0,07

Кальциниров. сода

2,5

0,16

ТПФН

2,5

0,09

ФК-2000

1,0

3,640

Каустическая сода

2,02

0,08

Na КМЦ 80/800

1,0

1,6

СНПХ ПКЦ-0515

0,87

200 л. на скважину

Вода

1,0

916,802

2930-3180

Глинопрошок

1,08

2,60

136,5

Сайпан

1,40

1,32

Габройл HV

1,85

0,14

НТФ

1,18

0,07

Калициниров. сода

2,5

0,16

ТПФН

2,5

0,09

ФК-2000

1,00

3,640

Nа КМЦ 80/800

1,0

1,6

Каустическая сода

2,,02

0,08

Вода

1,0

938,0



2.4 Обоснование параметров бурового раствора

Бурение под кондуктор

- пластовое давление:


  • =

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:

- плотность бурового раствора:



С учетом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатационных скважин на близлежащих месторождениях и разведочных скважинах плотность бурового раствора принята



.

Бурение под эксплуатационную колонну до глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять 10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от 2500 м и до проектной глубины 4-7%:

в интервале 650-1200 м

- максимальное пластовое давление:



- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:



- плотность бурового раствора:



в интервале 1200-2500 м

- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:



- плотность бурового раствора:



.

в интервале 2500-2650 м

- максимальное пластовое давление:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:



- плотность бурового раствора:



.

Бурение под эксплуатационную колонну до вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2650 м возможно с превышением гидростатического давления над пластовым не более чем на 35 кгс/см2 .

- плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см2 :

.

Плотность бурового раствора для бурения интервала 2500-2650 м принимается 1,10 г/см3 .

Бурение под эксплуатационную колонну при вскрытии продуктивного пласта до глубины 2750 м должно осуществляться с превышением гидростатического давления над пластовым (репрессия) 4-7%. С учетом обеспечения устойчивости ствола скважины в вышележащих интервалах и предотвращения нефтеводопроявлений превышение гидростатического давления над пластовым принимается 7%:

- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:



- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:



- плотность бурового раствора:



.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов. [12, стр. 17]

При выборе вязкости необходимо учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 25…30 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины. Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см3 за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см3 за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.
Таблица 1.4 - Параметры бурового раствора

Интервал бурения, м

Плотность, кг/м3

Условная вязкость, с

Фильтрация по ВМ-6, см3 /30 мин

Толщина корки, мм

СНС, Па

pH

Содержание песка, %

от

до

1 мин

30 мин

0

650

1180

30…35

6…8

1,5

20

30

7-8

1…2

650

2500

1100

25…30

5…6

1

15

25

7-8

1…2

2500

2650

1100

25…30

4…5

0,5

15

25

7

1

2650

2750

1080

25…30

4…5

0,5

15

25

7

0,5

Объём запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объёму раствора, который находится в циркуляции, должен быть не менее двух объёмов скважины. [9, стр. 46]

Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м3.



Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   ...   19


База данных защищена авторским правом ©psihdocs.ru 2019
обратиться к администрации

    Главная страница